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Para projetar sistemas de microenergia, o programa possui várias tecnologias e componentes que são embutidos, tais como, Matriz Fotovoltaica, Turbina eólica, Turbina Hidráulica, Geradores, Banco de Bateria, Grid, Caldeira, Conversor, Eletrólise e Tanque de Hidrogênio. O uso de uma ou várias tecnologias depende muito do que o modelador pretende. Aqui são discutidas apenas as tecnologias que são usadas neste estudo. As tecnologias usadas pelo programa gera, entrega, converte ou armazena modelos de energia. Entre estas tecnologias, três geram eletricidade a partir de fontes renováveis intermitentes: módulos fotovoltaicos, turbinas eólicas e turbinas hidráulicas. Os módulos fotovoltaicos convertem a radiação solar em eletricidade de CC. As turbinas eólicas convertem a energia eólica em eletricidade CA ou CC. As turbinas hidráulicas convertem a energia da água corrente em eletricidade de corrente alternada ou contínua. O programa só pode modelar instalações hidráulicas de rios, ou seja, aquelas que não compõem um reservatório de armazenamento.

Outros três tipos de tecnologias, geradores, Grid e caldeiras, são fontes de ener- gia dispensáveis, isto é, o sistema pode controlá-los conforme o necessário. Geradores consomem combustível para produzir eletricidade CA ou CC. Um generador também pode produzir energia térmica através de recuperação de calor residual. A Grid fornece energia elétrica de corrente alternada para um sistema conectado à rede e também pode aceitar eletricidade excedente do sistema. As caldeiras consomem combustível para produzir energia térmica. Depois, encontra-se os conversores e eletrolisadores que convertem energia elétrica em outra forma. Os conversores convertem electricidade CA para CC ou vice-versa. Os eletrolisadores convertem a eletricidade em excesso em corrente alternada ou em eletricidade em hidrogênio por meio da eletrólise da água. O sistema pode armazenar o hidrogênio e usá-lo como combustível para um ou mais geradores. Finalmente, os componentes de armazenamento de energia: baterias e tanques de armazenamento de hidrogênio. As baterias armazenam eletricidade CC. Os tanques de hidrogênio armazenam hidrogênio da eletrólise para alimentar um ou mais geradores.

4.3.1 Matriz Fotovoltaica

HOMER modela a matriz fotovoltaica como um dispositivo que produz eletrici- dade de CC em proporção direta à radiação solar global incidente sobre ela, indepen- dente de sua temperatura e da voltagem a que está exposta. O programa calcula a potência de saída da matriz fotovoltaica usando a Equação 4.1 a seguir referenciada por (LAMBERT et al., 2006):

PP V = (fP V ∗ yP V) ∗ (

IT

IS

), (4.1)

Onde, fP V é o fator de redução de energia fotovoltaica ou (desclassificação),

YP V a capacidade nominal da matriz fotovoltaica (kW), IT a radiação solar global inci-

dente na superfície da matriz fotovoltaica (kW/m2), e I

S é 1 kW/m2, que é a quantidade

padrão de radiação utilizada para classificar a capacidade da matriz fotovoltaica. Para cada hora do ano, HOMER calcula a radiação solar global incidente sobre o con- junto fotovoltaico usando o modelo HDKR (Hay-Davies-Klucher-Riendl) de (DUFFIE; BECKMAN, 1991) que faz uma estimativa do feixe absolvido, a radiação solar difusa e refletida no solo pela superfície inclinada. Este modelo leva em consideração o valor atual do recurso solar (a radiação solar global incidente em uma superfície horizontal), a orientação do conjunto fotovoltaico, a localização na superfície da terra, a época do ano e a hora do dia. A orientação da matriz pode ser fixa ou pode variar de acordo com um de vários esquemas de rastreio. No HOMER, o tamanho de uma matriz fotovoltaica é sempre especificado em termos de capacidade nominal. A capacidade nominal (às vezes chamada de capacidade de pico) de um conjunto fotovoltaico é a quantidade de energia que produziria sob condições de teste padrão de 1 kW/m2 _{de irradiância e uma}

temperatura de painel de 25°C. A capacidade nominal representa tanto a área como a eficiência do módulo fotovoltaico, portanto nenhum dos dois parâmetros aparece explicitamente no programa.

O fator de redução é um fator de escala destinado a contabilizar os efeitos de po- eira no painel, perdas de arame, temperatura elevada ou qualquer outra coisa que faria com que a saída do conjunto fotovoltaico desviasse do esperado em condições ideais. HOMER não explica o fato de que a potência de saída de um conjunto fotovoltaico diminui com o aumento da temperatura do painel. Na realidade, a saída de uma matriz fotovoltaica depende fortemente e não linearmente da tensão à qual está exposta. O ponto de potência máxima (a tensão na qual a potência é maximizada) depende da radiação solar e da temperatura. Se a matriz fotovoltaica estiver conectada diretamente a uma carga de CC ou a um banco de baterias, ela será freqüentemente exposta a uma voltagem diferente do ponto de potência máxima e o desempenho sofrerá. 4.3.2 Turbina Eólica

HOMER modela uma turbina eólica como um dispositivo que converte a energia cinética do vento em eletricidade de corrente alternada ou elétrica de acordo com uma curva de potência particular, que é um gráfico da potência em relação à velocidade do vento à altura do cubo. A Figura 15 é um exemplo de curva de potência. HOMER

assume que a curva de potência aplica-se a uma densidade de ar padrão de 1,225 kg/m3_{, o que corresponde a condições normais de temperatura e pressão.}

Figura 15 – Exemplo da curva de potência de uma turbina eólica.

Fonte: (LAMBERT, TOM et al., 2006)

A cada hora, HOMER calcula a potência da turbina eólica em um processo de quatro etapas. Primeiro, determina a velocidade média do vento para a hora na altura do anemômetro, referindo-se aos dados do recurso eólico. Segundo, calcula a velocidade do vento correspondente na altura do cubo da turbina usando a lei logarítmica ou a lei de potência. Terceiro, refere-se à curva de potência da turbina para calcular sua potência naquela velocidade do vento assumindo a densidade de ar padrão. E por último, ele multiplica esse valor de saída de potência pela razão de densidade do ar, que é a proporção da densidade de ar real para a densidade de ar padrão.

4.3.3 Banco de Baterias

O banco de baterias é uma coleção de uma ou mais baterias individuais. HO- MER modela uma única bateria como um dispositivo capaz de armazenar uma certa quantidade de eletricidade de CC a uma eficiência energética fixa de ida e volta, com limites quanto à rapidez com que pode ser carregada ou descarregada, quão profun- damente ela pode ser descarregada sem causar danos e a quantidade de energia pode percorrê-la antes de ser substituída. HOMER assume que as propriedades das baterias permanecem constantes durante toda a sua vida útil e não são afetadas por fatores externos como a temperatura. No HOMER, as principais propriedades físicas da

bateria são sua tensão nominal, curva de capacidade, curva de tempo de vida, estado mínimo de carga e eficiência de ida e volta.

O programa modela o banco de bateria como um sistema de dois tanques ao invés de um e isso provoca dois efeitos. Primeiro, significa que a bateria não pode ser totalmente carregada ou descarregada de uma só vez, uma carga completa requer uma quantidade infinita de tempo a uma corrente de carga que assintoticamente se aproxima de zero. E por último, isso significa que a capacidade da bateria de carregar e descarregar depende não só do seu estado atual de carga, mas também de seu histórico recente de carga e descarga. Uma bateria carregada rapidamente a 80% do estado de carga será capaz de uma taxa de descarga mais alta do que a mesma bateria rapidamente descarregada para 80%, uma vez que terá um nível mais elevado no seu tanque disponível. HOMER acompanha os níveis nos dois tanques a cada hora e modela ambos os efeitos.

A Figura 16 mostra uma curva de vida útil típica de uma bateria de chumbo-ácido de ciclo profundo. O número de ciclos até a falha (mostrado no gráfico como pontos mais claros) cai acentuadamente com o aumento da profundidade de descarga. Para cada ponto desta curva, pode-se calcular a taxa de vida útil (a quantidade de energia que circulou através da bateria antes da falha) encontrando o produto do número de ciclos, a profundidade de descarga, a tensão nominal da bateria e o limite da capacidade máxima da bateria. A curva da taxa de vida útil mostrada na Figura 16 com os pontos pretos, mostra uma dependência muito mais fraca da profundidade do ciclo. O programa faz a suposição simplificadora de que o caudal de vida é independente da profundidade de descarga. O valor que HOMER sugere para esta taxa de vida é a média dos pontos da curva de tempo de vida acima do estado mínimo de carga, mas esse valor pode ser modificado para ser mais ou menos conservador.

Figura 16 – Curva de vida para o modelo de bateria de ciclo profundo US-250.

Fonte: (LAMBERT, TOM et al., 2006)

A suposição de que a taxa de vida útil é independente da profundidade do ciclo significa que HOMER pode estimar a vida útil do banco de baterias simplesmente monitorando a quantidade de energia que circula através dela, sem ter que considerar a profundidade dos vários ciclos de carga-descarga. HOMER calcula a vida do banco de baterias em anos usando a Equação 4.2 a seguir:

Rbatt = min[

Nbatt∗ Qlif etime

Qthrpt

, Rbatt,f], (4.2)

Onde Nbatt é o número de baterias no banco de bateria, Qlif etimea taxa de vida

de uma única bateria, Qthrpt a taxa de transferência de energia anual (o montante

total de energia que percorre o banco de baterias em um ano) e Rbatt,f a duração do

flutuador da bateria (a vida máxima, independentemente da vazão). O tempo de vida útil do banco de baterias para o vilarejo em estudo é de 4 anos.

4.3.4 Conversor

Um conversor é um dispositivo que converte energia elétrica de CC para CA em um processo chamado inversão, e/ou de CA para CC em um processo chamado

retificação. HOMER pode modelar os dois tipos comuns de conversores: de estado sólido e rotativo. O tamanho do conversor, que é uma variável de decisão, refere- se à capacidade do inversor, ou seja, a quantidade máxima de energia CA que o dispositivo pode produzir por meio da inversão de energia CC. O usuário especifica a capacidade do retificador, que é a quantidade máxima de energia de CC que o dispositivo pode produzir por retificação de energia CA, como uma porcentagem da capacidade do inversor. A capacidade do retificador não é, portanto, uma variável de decisão separada. HOMER assume que as capacidades do inversor e do retificador não são capacidades de sobretensão que o dispositivo possa suportar apenas por curtos períodos de tempo, mas sim capacidades contínuas que o dispositivo pode suportar durante o tempo necessário. As propriedades físicas finais do conversor são suas eficiências de inversão e retificação, que HOMER assume constantes.